JP2013113797A - Solar radiation sunlight loss evaluation system in photovoltaic power generation system - Google Patents
Solar radiation sunlight loss evaluation system in photovoltaic power generation system Download PDFInfo
- Publication number
- JP2013113797A JP2013113797A JP2011262551A JP2011262551A JP2013113797A JP 2013113797 A JP2013113797 A JP 2013113797A JP 2011262551 A JP2011262551 A JP 2011262551A JP 2011262551 A JP2011262551 A JP 2011262551A JP 2013113797 A JP2013113797 A JP 2013113797A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- solar radiation
- power generation
- edge
- solar
- radiation amount
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
Landscapes
- Photometry And Measurement Of Optical Pulse Characteristics (AREA)
- Image Processing (AREA)
- Photovoltaic Devices (AREA)
Abstract
Description
本発明は、太陽電池を利用して太陽光のエネルギーを直接的に電力に変換する発電方式である太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システムに関するものである。 The present invention relates to a solar radiation loss evaluation system for a solar radiation amount in a solar power generation system that is a power generation system that directly converts solar energy into electric power using a solar cell.
最近、原子力発電に対する不信感の高まりや、二酸化炭素の排出による地球温暖化現象に対する危機感の高まりに伴い、安全でクリーンなエネルギーの供給源として太陽電池を利用した太陽光発電システムが注目されている。 Recently, solar power generation systems that use solar cells as a source of safe and clean energy have attracted attention due to increasing distrust of nuclear power generation and a growing sense of crisis about global warming due to carbon dioxide emissions. Yes.
一般に、従来の太陽光発電システムは、建物の屋上等に専用架台を介して複数の太陽光発電モジュール（太陽電池）を並設し、該太陽光発電モジュールが太陽の光エネルギーを受けて発電した直流電力を、パワーコンディショナにより電力会社と同じ交流電力に変換し、建物内に電力を供給する。その一方、余剰電力は電力会社に買い取ってもらい、不足電力は電力会社から供給されるように構成されている（例えば、特許文献１参照）。 In general, a conventional photovoltaic power generation system has a plurality of photovoltaic power generation modules (solar cells) arranged in parallel on a rooftop of a building via a dedicated mount, and the photovoltaic power generation module receives solar light energy to generate power. DC power is converted into the same AC power as the power company by the power conditioner, and the power is supplied into the building. On the other hand, surplus power is purchased by an electric power company, and insufficient power is configured to be supplied from the electric power company (see, for example, Patent Document 1).
しかしながら、上記した従来の太陽光発電システムは、図１０に示すように、太陽光発電モジュールの経年劣化や汚れなどのシステム側の要因によって発電量が低下するおそれがある一方、太陽光発電モジュールを設置後に、周囲に太陽光を遮蔽する高層建物などが建設されたり、樹木が成長したりして日陰の面積が増大する日影損失によっても発電量が低下するおそれがある。 However, as shown in FIG. 10, the conventional solar power generation system described above has a risk that the power generation amount may decrease due to system-side factors such as aging deterioration and dirt of the solar power generation module. After installation, high-rise buildings that shield sunlight from the surroundings may be built, or trees may grow, resulting in shade loss that increases the shaded area, which may reduce power generation.
通常、前記システム側の要因による発電量の低下は、太陽光発電システムの設計時にある程度予想が付くため、予めユーザに説明して理解を得られることができる。しかしながら、前記日影損失による発電量の低下は、太陽光発電システムの設計時に予想するのが困難なため、その状況が発生した後、大幅に発電量が減少したことをユーザが気付くまで、長期間に渡って判明しない場合が多く、ユーザ側に予想外の経済的損失を与えるおそれがあり、ユーザとの間で補償問題に発展するおそれもある。 Usually, a decrease in the amount of power generation due to the system-side factor can be expected to some extent when designing a solar power generation system, and can be understood in advance by explaining it to the user. However, the decrease in power generation due to the shade loss is difficult to predict at the time of designing the solar power generation system. Therefore, until the user notices that the power generation has greatly decreased after the situation occurs In many cases, it is not known over a period of time, which may cause an unexpected economic loss on the user side, and may develop a compensation problem with the user.
本発明は、上記した課題を解決すべくなされたものであり、日影損失によって発電量が低下したことを迅速且つ確実に評価し、日影損失が発生した際のユーザの経済的損失を最小限に抑制することのできる太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システムを提供することを目的とするものである。 The present invention has been made to solve the above-mentioned problems, and quickly and surely evaluates that the power generation amount has decreased due to the shade loss, and minimizes the economic loss of the user when the shade loss occurs. An object of the present invention is to provide a solar radiation loss evaluation system for the amount of solar radiation in a solar power generation system that can be suppressed to the limit.
上記した目的を達成するため、本発明に係る太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システムは、太陽光発電アレイと、該太陽光発電アレイに取り付けられる魚眼カメラと、少なくとも異なる二つの時点に前記魚眼カメラにより撮影された各全天画像から天空域と日射遮蔽物とのエッジを画像処理によりそれぞれ検出するエッジ検出手段として機能するＣＰＵと、を備えていることを特徴とする。 In order to achieve the above-described object, a solar radiation loss evaluation system for solar radiation in a solar power generation system according to the present invention includes at least two different solar power generation arrays and fish-eye cameras attached to the solar power generation arrays. And a CPU functioning as an edge detection means for detecting the edges of the sky region and the solar shading object from each whole sky image photographed by the fisheye camera at the time by image processing.
この特徴によれば、エッジ検出手段が検出した少なくとも異なる二つの時点におけるエッジを、ユーザが比較し、両エッジ間に変化があるかどうかを目視で判断することによって、日影損失により発電量が低下したかどうかを評価することができるため、日影損失が発生した際のユーザの経済的損失を最小限に抑制することができる。 According to this feature, the user compares the edges at at least two different times detected by the edge detection means, and visually determines whether there is a change between the two edges, so that the amount of power generation is reduced due to the shadow loss. Since it can be evaluated whether or not the loss has occurred, the economic loss of the user when the shadow loss occurs can be minimized.
また、本発明に係る太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システムにおいて、前記ＣＰＵは、前記エッジ検出手段により検出された各エッジに基づき前記少なくとも異なる二つの時点における斜面日射量をそれぞれ算出する斜面日射量算出手段としてさらに機能することを特徴とする。 Also, in the solar radiation loss evaluation system for solar radiation in the photovoltaic power generation system according to the present invention, the CPU calculates the solar radiation amount at the at least two different times based on each edge detected by the edge detecting means. It further functions as a slope solar radiation amount calculating means.
この特徴によれば、エッジ検出手段が検出した少なくとも異なる二つの時点におけるエッジに基づきエッジ斜面日射量算出手段が算出したそれぞれの時点における斜面日射量を比較することにより、日影損失が発生したかどうかをより迅速且つ確実に把握し、評価することができるため、日影損失が発生した際のユーザの経済的損失を最小限に抑制することができる。 According to this feature, whether the shade loss occurred by comparing the slope solar radiation amount calculated by the edge slope solar radiation amount calculation means based on the edges at least two different time points detected by the edge detection means. Since it is possible to grasp and evaluate whether or not more quickly, it is possible to minimize the economic loss of the user when a shadow loss occurs.
また、本発明に係る太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システムにおいて、前記ＣＰＵは、前記エッジ検出手段により新たに検出されたエッジを、その直前に前記エッジ検出手段により検出された過去のエッジと比較し、両エッジ間に変化があるかどうかを判断するエッジ比較手段としてさらに機能し、該エッジ比較手段が前記両エッジ間に変化があると判断した場合に、前記斜面日射量算出手段に対して前記両エッジに基づき前記斜面日射量を算出するよう指令することを特徴とする。 Further, in the solar radiation loss evaluation system for solar radiation in the photovoltaic power generation system according to the present invention, the CPU detects the edge newly detected by the edge detection unit, and the past detected by the edge detection unit immediately before the edge. It further functions as an edge comparison means for judging whether or not there is a change between the two edges, and when the edge comparison means judges that there is a change between the two edges, it calculates the slope solar radiation amount. The means is instructed to calculate the amount of solar radiation on the slope based on the both edges.
この特徴によれば、エッジ比較手段が前記両エッジ間に変化があると判断した場合に、前記斜面日射量算出手段に対して前記両エッジに基づき前記斜面日射量を算出するよう指令することにより、少なくとも異なる二つの時点における斜面日射量を迅速且つ確実に算出することができ、日影損失が発生したかどうかをより迅速且つより確実に把握し、評価することができる。 According to this feature, when the edge comparison unit determines that there is a change between the both edges, the slope solar radiation amount calculating unit is instructed to calculate the slope solar radiation amount based on the both edges. The amount of solar radiation on the slope at two different time points can be calculated quickly and reliably, and whether or not a shadow loss has occurred can be grasped and evaluated more quickly and more reliably.
本発明によれば、少なくとも異なる二つの時点に魚眼カメラで撮影した全天画像からエッジ検出手段でエッジをそれぞれ検出し、これらの少なくとも異なる二つの時点におけるエッジを、ユーザが比較し、これらのエッジ間に変化があるかどうかを目視で判断することができる。したがって、太陽光発電アレイを設置後に、周囲に太陽光を遮蔽する高層ビルが建設されたり、樹木が成長したりして日影損失が発生した場合には、その状況を迅速且つ確実に把握し、評価することができ、日影損失が発生した際のユーザの経済的損失を最小限に抑制することができる。 According to the present invention, edges are detected by edge detection means from all sky images taken by a fisheye camera at at least two different time points, and the user compares the edges at these at least two different time points, It can be judged visually whether there is a change between the edges. Therefore, if a sunshade loss occurs due to the construction of a high-rise building that shields sunlight or the growth of trees after the installation of the photovoltaic array, the situation is quickly and reliably grasped. It is possible to evaluate and minimize the economic loss of the user when the shadow loss occurs.
また、このように日影損失を迅速且つ確実に把握し、評価できるシステムを構築することにより、太陽光発電システムにおいて日影損失が発生した際にユーザが被る損失を補填する太陽光発電量保険を新たに作ることができ、新たなビジネスチャンスを生み出すことができる等、種々の優れた効果を得ることができる。 In addition, by building a system that can quickly and reliably grasp and evaluate the shade loss in this way, a photovoltaic power generation insurance that compensates for the loss incurred by the user when the shade loss occurs in the photovoltaic power generation system Various new effects can be obtained, such as creating new business opportunities and creating new business opportunities.
以下、図面を参照しつつ、本発明の実施の形態について説明する。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
図１に示されているように、本発明の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システムは、太陽光発電アレイ１と、太陽光発電アレイ１に取り付けられる魚眼カメラ２と、インターネット回線等の通信回線を介して魚眼カメラ２に接続されるサーバー３と、サーバー３に接続されるコンピュータ４と、を備えて構成されている。 As shown in FIG. 1, a solar radiation loss evaluation system for solar radiation in a solar power generation system according to an embodiment of the present invention includes a solar power generation array 1 and a fisheye attached to the solar power generation array 1. The camera 2 includes a server 3 connected to the fisheye camera 2 via a communication line such as an Internet line, and a computer 4 connected to the server 3.
太陽光発電アレイ１は、例えば建物の屋根５に専用架台（図示省略）を介して固定される複数（図示では８個）の太陽光発電モジュール（太陽電池）６が並設されることにより構成されている。 The photovoltaic power generation array 1 is configured by, for example, a plurality (eight in the figure) of photovoltaic power generation modules (solar cells) 6 fixed to a roof 5 of a building via a dedicated mount (not shown). Has been.
魚眼カメラ２は、例えば画角１８０°の魚眼レンズ１０付きのデジタルカメラで等距離射影方式のものであり、固定雲台（図示省略）を介して太陽光発電アレイ１に取り付けられる。 The fish-eye camera 2 is, for example, a digital camera with a fish-eye lens 10 having an angle of view of 180 ° and of the equidistant projection method, and is attached to the photovoltaic power generation array 1 via a fixed pan head (not shown).
コンピュータ４は、コンピュータ４の各構成手段を制御するためのＣＰＵ（Central Processing Unit）７と、ＣＰＵ７が実行するプログラムや各種データを一時的に記憶するためのメモリ８と、入力装置９と、表示装置１０と、を備えて構成されている。 The computer 4 includes a central processing unit (CPU) 7 for controlling each component of the computer 4, a memory 8 for temporarily storing programs executed by the CPU 7 and various data, an input device 9, a display The apparatus 10 is comprised.
ＣＰＵ７は、魚眼カメラ２により撮影された全天画像から天空域と日射遮蔽物とのエッジを画像処理により検出するエッジ検出手段１１と、エッジ検出手段１１により検出されたエッジに基づき斜面日射量を算出する斜面日射量算出手段１２と、エッジ検出手段１１により新たに検出されたエッジをその直前にエッジ検出手段１１により検出された過去のエッジと比較して両エッジ間に変化があるかどうかを判断するエッジ比較手段１３と、して機能するように構成されている。 The CPU 7 includes an edge detection unit 11 that detects an edge between the sky region and the solar shading object from the whole sky image captured by the fisheye camera 2, and the slope solar radiation amount based on the edge detected by the edge detection unit 11. The slope solar radiation amount calculating means 12 for calculating the edge and whether the edge newly detected by the edge detecting means 11 is compared with the past edge detected by the edge detecting means 11 immediately before, and whether there is a change between both edges It is configured to function as the edge comparison means 13 for determining
入力装置９としては、例えば、マウス、タッチパネル等のポインティングデバイスや、キーボード等が使用され、また、表示装置１０としては、例えば、液晶ディスプレイ（ＬＣＤ：Liquid Crystal Display）等が使用される。 As the input device 9, for example, a pointing device such as a mouse or a touch panel, a keyboard, or the like is used. As the display device 10, for example, a liquid crystal display (LCD) or the like is used.
次に、図面を参照しつつ、上記した構成を備えた太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システムの動作について説明する。 Next, the operation of the solar radiation loss evaluation system for solar radiation in the solar power generation system having the above-described configuration will be described with reference to the drawings.
図２は本発明の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システムの動作を示すフローチャートである。 FIG. 2 is a flowchart showing the operation of the solar radiation loss evaluation system for the solar radiation amount in the solar power generation system according to the embodiment of the present invention.
先ず、図２のＳ１及び図３に示すように、基準となる全天画像２１を魚眼カメラ２で撮影し、この全天画像２１を魚眼カメラ２側からの操作によりサーバー３に格納する。また、コンピュータ４のＣＰＵ７がエッジ検出手段１１として機能し、図２のＳ２及び図４に示すように、魚眼カメラ２で撮影した前記全天画像２１から天空域２２と日射遮蔽物２３とのエッジ２４を画像処理により検出し、この基準となるエッジ２４を示した画像２５をメモリ８に格納する。 First, as shown in S1 of FIG. 2 and FIG. 3, the whole sky image 21 serving as a reference is taken by the fisheye camera 2, and the whole sky image 21 is stored in the server 3 by an operation from the fisheye camera 2 side. . Further, the CPU 7 of the computer 4 functions as the edge detection means 11, and as shown in S <b> 2 of FIG. 2 and FIG. 4, the sky region 22 and the solar shield 23 are obtained from the whole sky image 21 photographed by the fisheye camera 2. The edge 24 is detected by image processing, and an image 25 showing the reference edge 24 is stored in the memory 8.
なお、この時のエッジ２４の検出には、ゼロ交差法をベースに１次微分（勾配）の方向を予測するキャニー（Canny）法や、２次微分を利用するラプラシアン（Laplacian）による方法等、従来の公知の検出方法が利用可能である。 The detection of the edge 24 at this time includes the Canny method for predicting the direction of the first derivative (gradient) based on the zero crossing method, the Laplacian method using the second derivative, etc. Conventional known detection methods can be used.
また、この時、天空域２２の画像が雲の影響などにより非連続的に明るさが変化し、エッジ２４の検出が困難な場合には、エッジ検出手段１１は、天候や時間帯の異なる複数の全天画像を足し合わせることにより平均的な全天画像２１を取得し、この平均的な全天画像２１からエッジ２４を検出することもできる。この場合には、エッジ検出手段１１によるエッジ２４の検出精度をより高めることができる。 At this time, when the brightness of the image of the sky region 22 changes discontinuously due to the influence of clouds and the like, and it is difficult to detect the edge 24, the edge detection means 11 includes a plurality of different weather and time zones. It is also possible to obtain an average all-sky image 21 by adding the all-sky images, and to detect the edge 24 from the average all-sky image 21. In this case, the detection accuracy of the edge 24 by the edge detection means 11 can be further increased.
その後、図２のＳ３及び図５に示すように、定期的に全天画像２６を魚眼カメラ２で撮影し、その都度、全天画像２６を魚眼カメラ２側からの操作によりサーバー３に格納する。また、ＣＰＵ７がエッジ検出手段１１として機能し、図２のＳ４及び図６に示すように、定期的に魚眼カメラ２で撮影した前記全天画像２６から天空域２７と日射遮蔽物２８とのエッジ２９を画像処理により検出し、このエッジ２９を示した画像３０をメモリ８に格納する。 Thereafter, as shown in S3 of FIG. 2 and FIG. 5, the whole sky image 26 is periodically taken by the fisheye camera 2, and each time the whole sky image 26 is operated on the server 3 by the operation from the fisheye camera 2 side. Store. Further, the CPU 7 functions as the edge detecting means 11, and as shown in S4 of FIG. 2 and FIG. 6, the sky region 27 and the solar shading object 28 are obtained from the whole sky image 26 periodically taken by the fisheye camera 2. The edge 29 is detected by image processing, and an image 30 showing the edge 29 is stored in the memory 8.
なお、この時のエッジ２９の検出には、ゼロ交差法をベースに１次微分（勾配）の方向を予測するキャニー（Canny）法や、２次微分を利用するラプラシアン（Laplacian）による方法等、従来の公知の検出方法が利用可能である。 The detection of the edge 29 at this time includes the Canny method for predicting the direction of the first derivative (gradient) based on the zero crossing method, the Laplacian method using the second derivative, etc. Conventional known detection methods can be used.
また、この時、天空域２７の画像が雲の影響などにより非連続的に明るさが変化し、エッジ２９の検出が困難な場合には、エッジ検出手段１１は、天候や時間帯の異なる全天画像を足し合わせることにより平均的な全天画像２６を取得し、この平均的な全天画像２６からエッジ２９を検出することもできる。この場合には、エッジ検出手段１１によるエッジ２９の検出精度をより高めることができる。 At this time, when the brightness of the image of the sky region 27 changes discontinuously due to the influence of clouds or the like, and it is difficult to detect the edge 29, the edge detection means 11 makes all the weather and time zones different. It is also possible to obtain an average whole sky image 26 by adding up the sky images, and to detect an edge 29 from the average whole sky image 26. In this case, the detection accuracy of the edge 29 by the edge detection means 11 can be further increased.
次いで、図２のＳ５に示すように、ＣＰＵ７はエッジ比較手段１３として機能し、エッジ検出手段１１が新たにエッジ２９を検出すると、その直前にエッジ検出手段１１が検出した過去のエッジ２４と比較し、図２のＳ６に示すように、両エッジ２４，２９間に変化があるかどうかを判断する。 Next, as shown in S5 of FIG. 2, the CPU 7 functions as the edge comparison unit 13, and when the edge detection unit 11 newly detects the edge 29, it compares with the past edge 24 detected by the edge detection unit 11 immediately before that. Then, as shown in S6 of FIG. 2, it is determined whether or not there is a change between both edges 24 and 29.
この結果、例えば、図５に示すように新たに高層ビル３１が建設されたことによって新たなエッジ２９に過去のエッジ２４にはない突出した部分３２が存在したりすると、エッジ比較手段１３は前記両エッジ２４，２９間に変化があると判断し、その場合には、ＣＰＵ７は斜面日射量算出手段１２に対して前記各エッジ２４，２９に基づきそれぞれの斜面日射量を算出するよう指令する。 As a result, for example, when a new high-rise building 31 is constructed as shown in FIG. 5 and a new edge 29 has a protruding portion 32 that does not exist in the past edge 24, the edge comparison means 13 It is determined that there is a change between both edges 24 and 29, and in that case, the CPU 7 instructs the slope solar radiation amount calculation means 12 to calculate the respective slope solar radiation amounts based on the respective edges 24 and 29.
この指令を受けて、次のステップＳ７では、ＣＰＵ７が斜面日射量算出手段１２として機能し、気象観測で計測される水平面全天日射量から斜面日射量をそれぞれ算出する。この時の斜面日射量の算出には、IsotropicモデルやPerezモデルによる方法等、従来の公知の各種算出方法が利用可能である。 In response to this instruction, in the next step S7, the CPU 7 functions as the slope solar radiation amount calculation means 12, and calculates the slope solar radiation amount from the horizontal solar radiation amount measured by weather observation. For calculation of the amount of solar radiation on the slope at this time, various conventionally known calculation methods such as a method using an Isotropic model or a Perez model can be used.
図７は従来のIsotropicモデルによる斜面日射量の計算フローを示すフローチャートである。この方法によれば、先ず、全天日射量ＩＧを法線面直達日射量Ｉｂと水平面天空日射量Ｉｄに分離する。その後、図８に示すように、魚眼写真から日射遮蔽物３３を抽出し、魚眼写真の撮影時の方位角及び傾斜角から太陽の軌跡３４，３５，３６を求めた後、その軌跡から日照時間と太陽位置を求めて斜面直達日射量ＩT,ｂの理論値を算出する。なお、この時の方位角及び傾斜角の値は太陽光発電アレイ１の施工図面より読み取るか、或いは現地を測定することにより取得する。 FIG. 7 is a flowchart showing a calculation flow of the solar radiation amount by the conventional Isotropic model. According to this method, first, to separate the global solar radiation I G to the normal plane direct solar radiation I b and a horizontal plane sky solar radiation I d. Thereafter, as shown in FIG. 8, the solar shading object 33 is extracted from the fish-eye photograph, and the sun trajectories 34, 35, and 36 are obtained from the azimuth angle and the inclination angle at the time of taking the fish-eye photograph. The theoretical value of the direct solar radiation amount I T, b on the slope is calculated by obtaining the sunshine duration and the sun position. In addition, the value of the azimuth angle and the inclination angle at this time is obtained by reading from the construction drawing of the photovoltaic power generation array 1 or measuring the site.
また、図９に示すように、魚眼写真から天空域３７を抽出し、魚眼写真の撮影時の方位角及び傾斜角から実天空域を求めた後、該実天空域から斜面一様天空日射量ＩT,iの理論値を算出する。さらに、全天日射量ＩＧから地表面日射量ＩT,rの理論値を算出し、前記斜面直達日射量ＩT,ｂの理論値と前記斜面一様天空日射量ＩT,iの理論値と前記地表面日射量ＩT,rの理論値とを合計して斜面日射量ＩT,Gの理論値を算出する。 Further, as shown in FIG. 9, after extracting the sky region 37 from the fish-eye photograph and obtaining the real sky region from the azimuth angle and the inclination angle at the time of taking the fish-eye photograph, the uniform sky from the real sky region is obtained. Calculate the theoretical value of the amount of solar radiation I T, i . Furthermore, global solar radiation I ground surface solar radiation amount from G I T, calculates a theoretical value of r, the slope direct solar radiation amount I T, the theoretical values slopes uniformly sky solar radiation amount of b I T, i Theory The theoretical value of the slope solar radiation amount I T, G is calculated by summing the values and the theoretical value of the ground surface solar radiation amount IT, r .
一方、前記ステップＳ６において、エッジ比較手段１３が前記両エッジ２４，２９間に変化がないと判断した場合に、前記ステップＳ３に戻り、以降の前記ステップＳ４〜Ｓ６を繰り返し、上記したように日影損失の監視を継続する。 On the other hand, when the edge comparing means 13 determines that there is no change between the two edges 24 and 29 in the step S6, the process returns to the step S3, and the subsequent steps S4 to S6 are repeated, and the date as described above. Continue to monitor shadow losses.
このように上記した本発明の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システムによれば、定期的に、魚眼カメラ２で全天画像２６を撮影すると共にエッジ検出手段１１でエッジを検出した上で、エッジ比較手段１３がエッジの変化を判断し、該エッジの変化前後の斜面日射量を斜面日射量算出手段１２が算出するように構成されているため、太陽光発電アレイ１を設置後に、周囲に太陽光を遮蔽する高層ビル３１が建設されたり、樹木が成長したりして日陰の面積が増大する日影損失が発生した場合には、その状況を迅速且つ確実に把握し、評価することができ、日影損失が発生した際のユーザの経済的損失を最小限に抑制することができる。また、このように日影損失を迅速且つ確実に把握し、評価できるシステムを構築することにより、太陽光発電システムにおいて日影損失が発生した際にユーザが被る損失を補填する太陽光発電量保険を新たに作ることができ、新たなビジネスチャンスを生み出すことができる。 As described above, according to the solar radiation loss evaluation system for the solar radiation amount in the solar power generation system according to the above-described embodiment of the present invention, the fisheye camera 2 periodically captures the whole sky image 26 and the edge detection means. 11, the edge comparison means 13 determines the edge change after the edge is detected, and the slope solar radiation amount calculation means 12 calculates the solar radiation amount before and after the edge change. After the power generation array 1 is installed, if a high-rise building 31 that shields sunlight from the surroundings is constructed or a shadow loss that increases the shaded area due to the growth of trees occurs, the situation is quickly and It can be surely grasped and evaluated, and the economic loss of the user when the shade loss occurs can be minimized. In addition, by building a system that can quickly and reliably grasp and evaluate the shade loss in this way, a photovoltaic power generation insurance that compensates for the loss incurred by the user when the shade loss occurs in the photovoltaic power generation system Can create new business opportunities.
なお、上記した本発明の実施の形態では、エッジ比較手段１３がエッジ間に変化があると判断した場合にのみ、斜面日射量算出手段１２が斜面日射量を算出するように構成されているが、本発明はこれに限定されるものではなく、エッジ検出手段１１がエッジを検出する度に該エッジに基づき斜面日射量算出手段１２が斜面日射量を算出するように構成してもよい。 In the embodiment of the present invention described above, the slope solar radiation amount calculating means 12 is configured to calculate the slope solar radiation amount only when the edge comparing means 13 determines that there is a change between the edges. The present invention is not limited to this, and each time the edge detecting means 11 detects an edge, the slope solar radiation amount calculating means 12 may calculate the slope solar radiation amount based on the edge.
また、ＣＰＵ７は、少なくともエッジ検出手段１１として機能すれば、ユーザが、エッジ検出手段１１により新たに検出されたエッジを、その直前にエッジ検出手段１１により検出された過去のエッジと比較し、両エッジ間に変化があるかどうかを目視で判断することによって、日影損失により発電量が低下したかどうかを評価することができるため、ＣＰＵ７は必ずしも斜面日射量算出手段１２やエッジ比較手段１３として機能しなくてもよい。 In addition, if the CPU 7 functions as at least the edge detection unit 11, the user compares the edge newly detected by the edge detection unit 11 with the past edge detected by the edge detection unit 11 immediately before, and By judging visually whether there is a change between the edges, it is possible to evaluate whether the power generation amount has decreased due to the shadow loss, so the CPU 7 does not necessarily serve as the slope solar radiation amount calculation means 12 or the edge comparison means 13. It does not have to function.
また、図２のフローチャートでは、斜面日射量算出手段１２が各エッジ２４，２９に基づき斜面日射量を算出してフローが終了となっているが、斜面日射量の算出後、各エッジ２４，２９に基づきそれぞれ算出した斜面日射量の差を算出したり、この斜面日射量の差が所定値又は所定割合を超えた場合にユーザが通報したりするように構成することもできる。 In the flowchart of FIG. 2, the slope solar radiation amount calculation means 12 calculates the slope solar radiation amount based on the edges 24 and 29, and the flow ends. However, after the slope solar radiation amount is calculated, each edge 24 and 29 is calculated. It is also possible to configure so that the difference between the solar radiation amounts calculated based on each of them is calculated, or when the difference between the solar solar radiation amounts exceeds a predetermined value or a predetermined ratio, the user reports.
さらに、図１では、太陽光発電アレイ１の中央に１個の魚眼カメラ２を取り付けているが、これは単なる例示に過ぎず、魚眼カメラ２を太陽光発電アレイ１の複数箇所に取り付けてもよい。この場合、斜面日射量算出手段１２は、各魚眼カメラ２が撮影した複数箇所でそれぞれ斜面日射量の理論値を算出し、該各斜面日射量の理論値を積算することにより太陽光発電アレイ１全体の斜面日射量の理論値を算出するように構成することもできる。 Further, in FIG. 1, one fisheye camera 2 is attached to the center of the photovoltaic array 1, but this is merely an example, and the fisheye camera 2 is attached to a plurality of locations of the photovoltaic array 1. May be. In this case, the slope solar radiation amount calculating means 12 calculates the theoretical value of the slope solar radiation amount at a plurality of locations photographed by each fisheye camera 2 and integrates the theoretical values of the respective slope solar radiation amounts to thereby obtain the photovoltaic power generation array. It can also be configured to calculate a theoretical value of the amount of solar radiation on the entire surface.
さらに、上記した本発明の実施の形態の説明は、本発明の好適な実施の形態を説明しているため、技術的に好ましい種々の限定を付している場合もあるが、本発明の技術範囲は、特に本発明を限定する記載がない限り、これらの態様に限定されるものではない。また、上記した本発明の実施の形態における構成要素は適宜、既存の構成要素等との置き換えが可能であり、かつ、他の既存の構成要素との組合せを含む様々なバリエーションが可能であり、上記した本発明の実施の形態の記載をもって、特許請求の範囲に記載された発明の内容を限定するものではない。 Furthermore, since the above description of the embodiment of the present invention describes a preferred embodiment of the present invention, there may be various technically preferable limitations. The scope is not limited to these embodiments unless specifically described to limit the present invention. In addition, the components in the above-described embodiment of the present invention can be appropriately replaced with existing components and the like, and various variations including combinations with other existing components are possible. The description of the embodiment of the present invention described above does not limit the contents of the invention described in the claims.
１ 太陽光発電アレイ
２ 魚眼カメラ
７ ＣＰＵ
１１ エッジ検出手段
１２ 斜面日射量算出手段
１３ エッジ検出手段
1 Photovoltaic array 2 Fisheye camera 7 CPU
11 Edge detection means 12 Slope solar radiation amount calculation means 13 Edge detection means
Claims (3)
該太陽光発電アレイに取り付けられる魚眼カメラと、
少なくとも異なる二つの時点に前記魚眼カメラにより撮影された各全天画像から天空域と日射遮蔽物とのエッジを画像処理によりそれぞれ検出するエッジ検出手段として機能するＣＰＵと、
を備えていることを特徴とする太陽光発電システムにおける日射量の日影損失評価システム。 A photovoltaic array,
A fisheye camera attached to the photovoltaic array;
A CPU functioning as an edge detection means for detecting the edges of the sky region and the solar shading object from each whole sky image captured by the fisheye camera at least at two different time points by image processing;
The solar radiation loss evaluation system of the solar radiation amount in the photovoltaic power generation system characterized by comprising.
The CPU compares an edge newly detected by the edge detection unit with a past edge detected immediately before by the edge detection unit, and determines whether there is a change between both edges. When the edge comparison means determines that there is a change between the two edges, the slope solar radiation amount calculating means is instructed to calculate the slope solar radiation amount based on the both edges. The solar radiation loss evaluation system of the solar radiation amount in the solar power generation system of Claim 1 characterized by the above-mentioned.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2011262551A JP2013113797A (en) | 2011-11-30 | 2011-11-30 | Solar radiation sunlight loss evaluation system in photovoltaic power generation system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2011262551A JP2013113797A (en) | 2011-11-30 | 2011-11-30 | Solar radiation sunlight loss evaluation system in photovoltaic power generation system |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2013113797A true JP2013113797A (en) | 2013-06-10 |
Family
ID=48709445
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2011262551A Pending JP2013113797A (en) | 2011-11-30 | 2011-11-30 | Solar radiation sunlight loss evaluation system in photovoltaic power generation system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2013113797A (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109416413A (en) * | 2016-05-11 | 2019-03-01 | 联邦科学和工业研究组织 | Solar energy forecast |
| KR101952591B1 (en) * | 2018-09-04 | 2019-03-04 | 대한민국 | Field measuring apparatus for assessment of sunshine |
| JP2019045462A (en) * | 2017-08-31 | 2019-03-22 | エンコアード テクノロジーズ インク | Apparatus for estimating photovoltaic power generation amount, and method therefor |
| JP2019120516A (en) * | 2017-12-28 | 2019-07-22 | 株式会社九電工 | Shadow impact prediction equipment and program |
| JP2021013181A (en) * | 2020-10-08 | 2021-02-04 | 株式会社リコー | Image display system, image display method, and program |
-
2011
- 2011-11-30 JP JP2011262551A patent/JP2013113797A/en active Pending
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109416413A (en) * | 2016-05-11 | 2019-03-01 | 联邦科学和工业研究组织 | Solar energy forecast |
| JP2019045462A (en) * | 2017-08-31 | 2019-03-22 | エンコアード テクノロジーズ インク | Apparatus for estimating photovoltaic power generation amount, and method therefor |
| JP2019120516A (en) * | 2017-12-28 | 2019-07-22 | 株式会社九電工 | Shadow impact prediction equipment and program |
| KR101952591B1 (en) * | 2018-09-04 | 2019-03-04 | 대한민국 | Field measuring apparatus for assessment of sunshine |
| JP2021013181A (en) * | 2020-10-08 | 2021-02-04 | 株式会社リコー | Image display system, image display method, and program |
| JP7020523B2 (en) | 2020-10-08 | 2022-02-16 | 株式会社リコー | Image display system, image display method, and program |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9007460B2 (en) | Methods and systems for predicting cloud movement | |
| KR101879332B1 (en) | Method for calculating amount of cloud from whole sky image and apparatus thereof | |
| Nguyen et al. | Incorporating shading losses in solar photovoltaic potential assessment at the municipal scale | |
| KR101890673B1 (en) | Method for calculating amount of cloud from whole sky image and apparatus thereof | |
| EP3132291B1 (en) | Short term cloud coverage prediction using ground-based all sky imaging | |
| JP5561963B2 (en) | Direct light presence / absence determination device, electric blind control device, direct light presence / absence determination method, and electric blind control method | |
| JP2013113797A (en) | Solar radiation sunlight loss evaluation system in photovoltaic power generation system | |
| JP6685065B2 (en) | Design support device for solar power generation equipment, design support method, design support program, and learned model creation device for design support | |
| US20150302575A1 (en) | Sun location prediction in image space with astronomical almanac-based calibration using ground based camera | |
| Bertrand et al. | Solar irradiation from the energy production of residential PV systems | |
| KR101808978B1 (en) | Power generation system analysis device and method | |
| CN107133685B (en) | Method and system for predicting power generation capacity of photovoltaic power generation system | |
| KR102054163B1 (en) | Photovoltaic power generation prediction system and photovoltaic power generation apparatus having the same | |
| KR101313282B1 (en) | Hybrid-type solar tracking system and method thereof | |
| Yap et al. | Quantitative analysis of dust and soiling on solar pv panels in the tropics utilizing image-processing methods | |
| CN103712685B (en) | Photovoltaic array irradiance measurement identification method | |
| WO2021136809A1 (en) | Method for estimating configuration parameters of a photovoltaic array | |
| Vega-Garita et al. | A practical method for considering shading on photovoltaics systems energy yield | |
| CN106327477A (en) | Ice flood observation system based on technology of computer vision | |
| KR20080004376A (en) | Management system for device of using solar energy | |
| Motamed et al. | Validation and preliminary experiments of embedded discomfort glare assessment through a novel HDR vision sensor | |
| Popovic et al. | Methodology for detection of photovoltaic systems underperformance operation based on the correlation of irradiance estimates of neighboring systems | |
| JP5969438B2 (en) | Photovoltaic power generation system and photovoltaic power generation control method | |
| JP5578541B2 (en) | Amount of sunlight forecasting system, amount of sunlight forecasting method | |
| Mirdanies et al. | Dual-axis solar tracking system: A combined astronomical estimation and visual feedback |